EA018368B1 - Способ введения и удаления из ствола скважины фильтрационной корки - Google Patents

Способ введения и удаления из ствола скважины фильтрационной корки Download PDF

Info

Publication number
EA018368B1
EA018368B1 EA201070230A EA201070230A EA018368B1 EA 018368 B1 EA018368 B1 EA 018368B1 EA 201070230 A EA201070230 A EA 201070230A EA 201070230 A EA201070230 A EA 201070230A EA 018368 B1 EA018368 B1 EA 018368B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
wellbore
fluid
filter cake
polymer
diluent
Prior art date
Application number
EA201070230A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201070230A1 (ru
Inventor
Бетишиа Б. Прасек
Рауль Наварро
Марк Люстер
Эндрю Г.К. Джоунс
Латоша Мур
Original Assignee
Эм-Ай ЭлЭлСи
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эм-Ай ЭлЭлСи filed Critical Эм-Ай ЭлЭлСи
Publication of EA201070230A1 publication Critical patent/EA201070230A1/ru
Publication of EA018368B1 publication Critical patent/EA018368B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Filtering Materials (AREA)
  • Macromolecular Compounds Obtained By Forming Nitrogen-Containing Linkages In General (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Polyoxymethylene Polymers And Polymers With Carbon-To-Carbon Bonds (AREA)
  • Processing Of Solid Wastes (AREA)
  • Water Treatment By Sorption (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу эффективной очистки ствола скважины при нефтегазодобыче. Способ включает закачивание насосом первой скважинной жидкости, содержащей разлагаемый под действием окисления полимер, через подземный пласт и второй скважинной жидкости, содержащей рН-активируемый окислительный разжижитель, в ствол скважины; закачивание третьей скважинной жидкости, содержащей источник кислоты замедленного действия, в ствол скважины; и обеспечение возможности источнику кислоты замедленного действия подкислить по меньшей мере часть рабочей среды в стволе скважины до рН менее чем 7, с тем, чтобы активировать рН-активируемый окислительный разжижитель при более низком рН и разложить разлагаемые под действием окисления полимеры. Способ обеспечивает эффективную очистку ствола скважины без ингибирования способности пласта давать нефть или газ.

Description

Область техники
Варианты осуществления, раскрытые в этом документе, в целом относятся к химическим способам разжижения с использованием разжижителя, и к жидкостям для использования при разжижении фильтрационных корок в стволах скважин.
Уровень техники
Во время бурения скважины обычно используют различные жидкости в буровой скважине для ряда функций. Жидкости могут циркулировать по буровой трубе и буровой головке в ствол скважины и затем могут далее течь наверх по стволу скважины на поверхность. Во время такой циркуляции буровая жидкость может быть использована для удаления бурового шлама с дна ствола скважины на поверхность для суспендирования шлама и взвешенного материала при прерывании циркуляции, для регулирования давлений в скважине и в подземных пластах, для поддерживания целостности ствола скважины до тех пор, пока часть ствола скважины не будет закреплена и зацементирована, для изолирования флюидов из пласта путем обеспечения достаточного гидростатического давления с предотвращением поступления пластовых флюидов в ствол скважины, для охлаждения и смазывания бурового снаряда и буровой головки и/или для максимального увеличения скорости проникновения.
Один способ защиты пласта заключается в образовании фильтрационной корки на поверхности подземного пласта. Фильтрационные корки образуются в том случае, когда частицы, суспендированные в скважинной жидкости, закрывают и тампонируют поры в подземном пласте таким образом, что фильтрационная корка предотвращает или снижает как поглощение жидкостей пластом, так и приток флюидов, имеющих место в пласте. В данной области известно несколько путей образования фильтрационных корок, включая использование закупоривающих добавок, шлама, образованного в ходе процесса бурения, полимерных добавок и осадка. Также могут быть использованы агенты, понижающие поглощение буровой жидкости пластом, в том случае, когда вязкий агент, содержащий полимер, может быть использован для снижения скорости поглощения скважинной жидкости пластом.
При заканчивании скважины бурением фильтрационная корка и/или агент, понижающий поглощение буровой жидкости пластом, может(гут) стабилизировать ствол скважины во время последующих операций заканчивания скважины, таких как размещение гравийного фильтра в стволе скважины. Кроме того, во время операций заканчивания скважины, когда предполагается поглощение буровой жидкости пластом, может быть введен полимерный агент, понижающий поглощение буровой жидкости пластом, для снижения или предупреждения такого поглощения буровой жидкости путем закачки других жидкостей для заканчивания скважин после агента, понижающего поглощение буровой жидкости в месте в пределах ствола скважины, которое находится непосредственно над частью пласта, где предполагается поглощение буровой жидкости. Затем после прекращения закачки жидкостей в ствол скважины поглощение жидкости будет продвигать агент, понижающий поглощение буровой жидкости по направлению к местоположению поглощения буровой жидкости пластом.
После выполнения любых операций по заканчиванию скважины может потребоваться удаление фильтрационной корки (образованной во время бурения и/или заканчивания скважины), остающейся на боковых стенках ствола скважины. Хотя образование фильтрационной корки и использование агентов, понижающих поглощение буровой жидкости пластом, являются важнейшими в операциях бурения и заканчивания скважин, барьеры могут представлять собой значительное препятствие в добыче углеводородных или других жидкостей из скважины, если, например, геологический горизонт по-прежнему перекрыт посредством барьера. Так как фильтрационная корка является компактной, то она часто крепко налипает на пласт и не может быть легко или полностью вымыта из пласта воздействием жидкости как таковым.
И8 6986391 В2 раскрывает способы разрыва подземных зон, пронизанных стволами скважин и заполненных рабочей жидкостью. Рабочие жидкости по И8 6986391 В2 содержат воду, тройной сополимер 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, акриламида и акриловой кислоты, сшивающий агент для тройного сополимера, содержащий ионы металла, и понизитель вязкости замедленного действия, содержащий бромат натрия, для осуществления регулируемого снижения вязкости жидкости разрыва.
И8 6818594 раскрывает способы и соответствующие композиции для изменения физических и химических свойств субстрата, используемого при бурении ствола скважины. Система по И8 6818594 содержит субстрат, такой как ксантановая камедь, разлагающий субстрат агент, инактивируемый инкапсуляцией в материал, который разлагается в ответ на заданный пусковой сигнал, т.е. изменение рН. В И8 6818594 также указано, что разлагающий субстрат агент представляет собой фермент, хотя при этом сообщается, что вместо него можно использовать микроорганизмы, кофакторы, споры, неорганические химические вещества и их предшественники.
И8 5813466 А раскрывает сшитый гель на водной основе, такой как гуаровая камедь, для использования в среде подземного пласта, который может быть разрушен продуктом органической кислоты, образуемым в результате ферментативной реакции между ферментом и субстратом. Подходящие ферменты, перечисленные в И8 5813466 А, представляют собой гидролазы, включая липазы и эстеразы, при этом предпочтительные субстраты представляют собой сложные эфиры алифатических карбоновых кислот, такие как этил- и метилацетат.
- 1 018368
ИЗ 2006/278389 раскрывает способ гидравлического разрыва подземного пласта, и композицию, которая содержит жидкость, вязкость которой увеличивается с помощью полимера, и разжижитель замедленного действия. Полимеры согласно ИЗ 2006/278389 включают гуаровую камедь и ксантановую камедь, при этом разжижитель может содержать окислители, такие как гипохлориты, пероксиды и перхлораты. Раскрытый в ИЗ 2006/278389 разжижитель также может содержать формирующий покрытие материал, такой как полигликолевая кислота или полимолочная кислота.
иЗ 2007087940 раскрывает вязкоупругую пузырчатую рабочую жидкость, содержащую поверхностно-активное вещество, воду, неводный растворитель, полиэлектролит на основе четвертичного аммония и набор внутреннего разжижителя, который инициирует снижение вязкости путем уменьшения уровня рН. Раскрытые в ИЗ 2007087940 вязкоупругие жидкости также могут содержать смесь внутреннего разжижителя и окислителя, причем падение рН можно регулировать, подбирая внутренний разжижитель. Полимеры, раскрытые в ИЗ 2007087940, содержат производные целлюлозы на основе четвертичного амина, при этом внутренний разжижитель может представлять собой сложные эфиры, органические кислоты или неорганические кислоты, а вещества-окислители могут представлять собой пероксиды и персульфаты.
иЗ 20050261138 раскрывает рабочие жидкости с увеличенной вязкостью, содержащие желирующие агенты, для применения в промышленности и нефтедобыче, которые содержат склероглюкан, диутан и другие полисахариды, обладающие возможностью снижать вязкость под воздействием пероксида.
\νϋ 2008/095755 относится к способу разрушения фильтрационной корки в подземном пласте, причем способ содержит введение в жидкость для обработки твердого полимера, способного в результате гидролиза превращаться в одну или несколько органических кислот. Кислоты, синтезированные в результате автогидролиза полимера в стволе скважины, способны затем растворять кислотонеустойчивые материалы в фильтрационной корке, ослабляя ее и ускоряя удаление фильтрационной корки. Полимерная система, описанная в νθ 2008/095755, также может содержать окислительный полимерный разжижитель, такой как пероксиды или персульфаты.
Проблемы эффективной очистки скважины, эффективного возбуждения скважины и эффективного заканчивания скважины во всех скважинах представляют собой серьезную задачу, и особенно при заканчиваниях горизонтальных скважин с необсаженным забоем, которая не решена полностью ни в одном из упомянутых выше документов. Продуктивность скважины некоторым образом зависит от фактического и эффективного удаления фильтрационной корки при минимизировании вероятности образования водяного барьера, тампонирования или иного нарушения в пласте природных каналов притока флюидов в скважину, а также от того, что составляет снаряд для заканчивания скважины.
Таким образом, существует непрекращающаяся потребность в жидкостях-разжижителях, которые эффективно очищают ствол скважины и не ингибируют способность пласта давать нефть или газ, как только вводят скважину в эксплуатацию.
Краткое изложение сущности изобретения
Целью настоящего изобретения является разработка способа, обеспечивающего эффективную очистку ствола скважины и без ингибирования способности пласта давать нефть или газ, как только вводят скважину в эксплуатацию.
В одной особенности варианты осуществления, раскрытые в этом документе, относятся к способу, который включает закачивание насосом первой скважинной жидкости, содержащей разлагаемый под действием окисления полимер, в ствол скважины через подземный пласт; закачивание насосом второй скважинной жидкости, содержащей рН-активируемый окислительный разжижитель, в ствол скважины; закачивание насосом третьей скважинной жидкости, содержащей источник кислоты замедленного действия, в ствол скважины и обеспечение возможности источнику кислоты замедленного действия подкислить по меньшей мере часть рабочей среды в стволе скважины до рН менее чем 7 с тем, чтобы активировать рН-активируемый окислительный разжижитель при более низком рН и разложить разлагаемые под действием окисления полимеры.
В другой особенности варианты осуществления, раскрытые в этом документе, относятся к способу, который включает закачивание насосом первой скважинной жидкости, содержащей разлагаемые под действием окисления полимеры и рН-активируемый окислительный разжижитель, в ствол скважины через подземный пласт; обеспечение некоторой фильтрации первой скважинной жидкости в подземный пласт с получением фильтрационной корки, содержащей разлагаемые под действием окисления полимеры и рН-активируемый окислительный разжижитель; закачивание насосом второй скважинной жидкости, содержащей источник кислоты замедленного действия, в ствол скважины; обеспечение возможности источнику кислоты замедленного действия подкислить вторую скважинную жидкость до рН менее чем 7; обеспечение возможности второй скважинной жидкости, имеющей рН менее чем 7, проконтактировать с фильтрационной коркой с тем, чтобы понизить рН фильтрационной корки; и обеспечение возможности рН-активируемому окислительному разжижителю активироваться при более низком рН и разложить разлагаемые под действием окисления полимеры.
В еще одной особенности варианты осуществления, раскрытые в этом документе, относятся к жидкости-разжижителю, которая включает жидкость-основу; рН-активируемый окислительный разжижитель
- 2 018368 и источник кислоты замедленного действия.
Другие особенности и преимущества изобретения будут вытекать со всей очевидностью из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Подробное описание
В одной особенности варианты осуществления, раскрытые в этом документе, относятся к химическим способам разжижения с использованием разжижителя и к жидкостям, используемым для удаления фильтрационных корок и/или сгущенных агентов, понижающих поглощение жидкости пластом, из буровых скважин. Фильтрационные корки могут быть образованы путем добавления различных компонентов в скважинную жидкость, путем закачивания насосом жидкости в ствол скважины и путем обеспечения возможности для жидкости проконтактировать с желательным подземным пластом. В частности, варианты осуществления, раскрытые в этом документе, относятся к многокомпонентной системе-разжижителю, которая может быть использована для разложения и для удаления фильтрационных корок и/или сгущенных агентов, понижающих поглощение жидкости пластом, из буровых скважин.
Как рассмотрено выше, фильтрационные корки образуются на стенках подземного ствола скважины (или, например, вдоль внутренней поверхности сетчатого фильтра с гравийной набивкой) со снижением проницаемости стенок в направлении внутрь пласта или из него (или сетчатого фильтра). Некоторые фильтрационные корки образуются во время стадии бурения, ограничивая потери жидкости из буровой скважины и защищая пласт от возможного разрушения жидкостями и твердыми частицами в пределах ствола скважины, тогда как другие образуются из введенных агентов, понижающих поглощение жидкости пластом, подобным образом снижая или предотвращая приток и отток флюидов/жидкостей через стенки пласта. Также снижающими приток и отток флюидов/жидкостей через стенку пласта являются агенты, понижающие поглощение жидкости пластом, которые предотвращают такое движение жидкости посредством своей вязкости (вязкости агентов, понижающих поглощение жидкости). Дополнительно, при заполнении скважинного фильтра гравием может быть желательно осаждение тонкой фильтрационной корки на внутренней поверхности сетчатого фильтра с гравийной набивкой для эффективного блокирования жидкости от проникновения в пласт.
Фильтрационные корки и агенты, понижающие поглощение жидкости пластом, обычно являются образованными из жидкостей, которые содержат полимеры, такие как полисахаридные полимеры, которые могут разлагаться посредством окислительного разжижителя, включающие производные крахмала, производные целлюлозы и биополимеры. Особенно такие полимеры могут включать гидроксипропилкрахмал, гидроксиэтил-крахмал, карбоксиметил-крахмал, карбоксиметил-целлюлозу, гидроксиэтилцеллюлозу, гидроксипропил-целлюлозу, метилцеллюлозу, дигидроксипропил-целлюлозу, ксантановую камедь, геллановую камедь, камедь \\е1ап и камедь 8сЫетод1исап в дополнение к их производным и их сшитые производные. Кроме того, среднему специалисту в данной области будет ясно, что такой перечень не является исчерпывающим и что другие полимеры, которые могут быть разложены посредством окислительных разжижителей, могут присутствовать в фильтрационных корках/агентах, понижающих поглощение жидкости пластом, которые должны быть разложены посредством систем-разжижителей настоящего изобретения.
Кроме того, различные типы твердых частиц необязательно могут быть суспендированы в скважинных жидкостях с закупориванием или перекрыванием пор подземного пласта в фильтрационной корке. Такие твердые частицы включают твердые частицы, описанные в патентах США № 4561985, 3872018 и 3785438, которые включены в этот документ во всей полноте посредством ссылки на них. Для целей настоящего изобретения особый интерес представляют те твердые частицы, которые растворимы в растворах кислот. Характерные растворимые в кислотах закупоривающие твердые частицы включают карбонат кальция, известняк, мрамор, доломит, карбонат железа и оксид железа. Однако другие твердые частицы могут быть использованы без выхода за пределы объема настоящего изобретения. Другие характерные твердые частицы включают растворимые в воде и растворимые в масле твердые частицы, которые описаны в патенте США № 5783527.
Химические системы-разжижители настоящего изобретения представляют собой би- или многокомпонентные системы и могут включать, по меньшей мере, рН-активируемый окислительный разжижитель и источник кислоты замедленного действия, так что замедленное подкисление скважинной жидкости посредством источника кислоты замедленного действия инициирует активирование рНактивируемого окислительного разжижителя.
Как использовано в этом документе, термин рН-активируемый окислительный разжижитель относится к окислительному разжижителю, который был приготовлен, по существу, неактивным (то есть он не вступает в реакцию с полимером с расщеплением связей) посредством некоторого средства и который затем активируют (то есть приводят в реакционноспособное состояние) посредством изменения рН. Такие типы окислительных разжижителей, которые могут быть активированы посредством изменения рН, могут включать любой окислительный разжижитель из тех окислительных разжижителей, известных в данной области для реагирования с полисахаридами со снижением вязкости загущенных полисахаридом композиций или с нарушением/разрушением фильтрационных корок. Такие соединения могут включать пероксиды (включая аддукты пероксидов), другие соединения, включающие пероксидную
- 3 018368 связь, такие как персульфаты, пербораты, перкарбонаты, перфосфаты и персиликаты, и другие окислители, такие как гипохлориты. В конкретном варианте осуществления в системе-разжижителе настоящего изобретения может быть использован пероксид, такой как пероксид магния. Дополнительные пероксиды, которые могут быть использованы, включают пероксиды, рассмотренные в патенте США № 6861394, который принадлежит предполагаемому цессионарию и включен в этот документ во всей полноте посредством ссылки на него. Дополнительно, в различных вариантах осуществления эффективная концентрация окислителя может колебаться в диапазоне от приблизительно 0,5 фунт/баррель до приблизительно 50 фунт/баррель, предпочтительно от приблизительно 2 фунт/баррель до приблизительно 48 фунт/баррель. Однако средний специалист в данной области сможет оценить, что количество окислителя в конкретном применении может зависеть, например, от типа (и силы) используемого окислителя.
Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения используют окислительные разжижители, которые были инкапсулированы с тем, чтобы сделать их неактивными, но также рНактивируемыми. Так, в конкретном варианте осуществления способ, посредством которого окислитель активируют, включает высвобождение из инкапсулирующего материала (для целей растворения фильтрационной корки в скважине на глубине) при изменении рН среды на забое скважины. Однако в некоторых вариантах осуществления может иметь место совместно действующий фактор, привносящий вклад в инициирование активирования окислителя, такой как температура, давление, абразивное действие и т.д. Специалисту в данной области будет ясно, что такие факторы неизбежно могут иметь место на забое скважины и, следовательно, в некоторой степени могут привносить свой вклад в активирование окислителя, но что основное средство активирования в соответствии с настоящим раскрытием представляет собой рН-активирование. Способы известного уровня техники, которые использовали внутренние окислительные разжижители (то есть внутренние в отношении фильтрационной корки или агента, понижающего поглощение жидкости пластом) в некоторой степени имеют недостатки вследствие преждевременного высвобождения пероксида, который может разлагать фильтрационную корку и снижать эффективность полисахаридных полимеров, использованных для целей поглощения и сгущения (увеличения вязкости) буровой жидкости. Для целей настоящего изобретения инкапсулированный окислительный разжижитель представляет собой окислитель, который имеет оболочку-покрытие, достаточную для контролирования высвобождения окислителя до тех пор, пока не возникнут условия (например, достаточно низкий рН), выбранные оператором. Некоторые общепринятые инкапсулирующие материалы могут включать натуральные и синтетические масла, природные и синтетические полимеры и полимеры, растворимые в кишечнике, и их смеси. Однако многие способы инкапсулирования могут быть использованы альтернативно без выхода за пределы объема настоящего изобретения.
Подходящий полимер для оболочки-покрытия предпочтительно должен образовывать пленку вокруг окислителя и может быть выбран такой, при котором покрытие будет оставаться в значительной степени неповрежденным до наступления желательных условий высвобождения, например изменения рН для целей удаления фильтрационной корки. В конкретном варианте осуществления инкапсулирующий материал включает полимеры, растворимые в кишечнике, которые определены для целей настоящего изобретения, как полимеры, характеристики растворимости которых зависят от рН. Здесь это означает, что высвобождению окислителя способствует изменение от условий с первым заданным значением рН до условия со вторым заданным значением рН.
Полимеры, растворимые в кишечнике, обычно используют в фармацевтической промышленности для контролируемого высвобождения лекарственных средств и других фармацевтических веществ во времени. Использование полимеров, растворимых в кишечнике, делает возможным контролируемое высвобождение окислительного разжижителя при конкретных условиях рН или рН и температуры. Например, семейство полимеров С1а5со1 включает в себя полимеры на основе акрила (доступные в компании С1Ьа 8рес1а11у Сйетюак), которые рассматриваются как подходящие полимеры, растворимые в кишечнике, для настоящего изобретения, поскольку растворимость зависит от рН раствора.
В иллюстративном варианте осуществления настоящего изобретения полимер, растворимый в кишечнике, может быть выбран в качестве инкапсулирующего материала, который является в значительной степени нерастворимым при значениях рН более чем приблизительно 7,5 и который является более растворимым в условиях снижающегося рН. Так, по мере того как значение рН снижается (то есть раствор становится более кислым), в результате гидролиза источника кислоты замедленного действия настоящего изобретения промотируется высвобождение окислительного разжижителя. В конкретном варианте осуществления инкапсулированный полимером, растворимым в кишечнике, окислительный разжижитель объединяют со скважинной жидкостью, имеющей рН более чем 7,5, как описано ниже, с тем, чтобы избежать преждевременного высвобождения окислительного разжижителя.
Далее, хотя вышеупомянутое рассматривает инкапсулирование окислительных разжижителей настоящего изобретения, также в пределы объема настоящего изобретения особым образом попадает то, что в некоторых вариантах осуществления может быть использован неинкапсулированный окислительный разжижитель. В частности, предполагается, что такой неинкапсулированный окислительный разжижитель может быть использован в буровых скважинах, имеющих температуры ниже чем 150°Р. Авторы настоящего изобретения поняли, что при таких более низких температурах при использовании в щелоч
- 4 018368 ных скважинных жидкостях имеет место ограниченный риск преждевременного активирования окислительного разжижителя. Таким образом, при таких условиях неинкапсулированный окислительный разжижитель может быть использован без значительного риска преждевременного активирования и его окислительная природа может быть инициирована или активирована путем снижения рН посредством источника кислоты замедленного действия, раскрытого в этом документе.
Источник кислоты замедленного действия, как изложено в этом документе, включает соединения, которые будут высвобождать кислоту на протяжении времени. В частности, соединения, которые гидролизуются с образованием кислот ίη кйи, могут быть применены в качестве источника кислоты замедленного действия. Такой источник кислотности замедленного действия может быть обеспечен, например, путем гидролиза сложного эфира.
Иллюстративные примеры таких источников кислоты замедленного действия включают гидролизуемые ангидриды карбоновых кислот, гидролизуемые сложные эфиры карбоновых кислот; гидролизуемые сложные эфиры фосфоновой кислоты, гидролизуемые сложные эфиры сульфокислоты и другие подобные гидролизуемые соединения, которые должны быть хорошо известны специалистам в данной области.
Подходящие сложные эфиры могут включать сложные эфиры карбоновых кислот при условии, что время для достижения гидролиза является заданным, исходя из известных условий на забое скважины, таких как температура и рН. В конкретном варианте осуществления рН-компонент замедленного действия может включать сложный эфир муравьиной или уксусной кислоты и С2-С30 спирта, который может быть одно- или многоатомным.
Другие сложные эфиры, которые могут найти применение в активировании окислительного разжижителя настоящего изобретения, включают сложные эфиры, высвобождающие С1-С6 карбоновые кислоты, включая гидроксикарбоновые кислоты, образуемые в ходе гидролиза лактонов, таких как γ-лактон и δ-лактон. В еще одном варианте осуществления может быть использован гидролизуемый сложный эфир С1-С6 карбоновой кислоты и/или С2-С30 многоатомного спирта, включая алкиловые ортоэфиры. В конкретном варианте осуществления источник кислоты замедленного действия может быть обеспечен в количестве более чем приблизительно 1% (об./об.) скважинной жидкости и в еще одной особенности находится в диапазоне от приблизительно 1 до 50% (об./об.) скважинной жидкости. Однако среднему специалисту в данной области будет понятно, что предпочтительное количество может варьироваться, например, в зависимости от скорости гидролиза для конкретного использованного источника кислоты.
В данной области хорошо известно, что температура, также как наличие источника гидроксидного иона, имеет существенное влияние на скорость гидролиза сложных эфиров. Для данной кислоты, например для муравьиной кислоты, специалист в данной области может провести простые исследования для определения времени гидролиза при заданной температуре. Также известно, что по мере увеличения длины спиртовой части сложного эфира скорость гидролиза уменьшается. Так, путем систематического варьирования длины и разветвления спиртовой части сложного эфира может быть отрегулирована скорость высвобождения кислоты и таким образом может быть задано активирование рН-активируемого окислительного разжижителя.
Кроме того, в зависимости от ожидаемой температуры на забое скважины и соответствующей ожидаемой скорости гидролиза выбранного сложного эфира может быть желательно включить фермент, такой как липазы, эстеразы и протеазы, в скважинную жидкость, содержащую сложный эфир, с тем, чтобы увеличить скорость гидролиза. Включение таких ферментов описано, например, в патенте США № 5678632, который включен в этот документ во всей полноте посредством ссылки на него. Дополнительно, тогда как температуры выше чем 120°Р, обычно не требуют включения фермента вследствие достаточно высоких скоростей гидролиза, предполагается, что другие сложные эфиры (имеющие более низкие скорости гидролиза, которые, как правило, не могли быть использованы) могут быть использованы в комбинации с ферментом для увеличения заведомо низкой скорости гидролиза.
Многокомпонентные системы-разжижители настоящего изобретения могут быть использованы для обработки ствола скважины различными способами. Например, жидкости и/или порядок, в каком размещают компоненты, могут варьироваться в зависимости от конкретной буровой скважины, которая должна быть обработана. Конкретно, разжижитель может представлять собой внутренний разжижитель, находящийся в образованной фильтрационной корке, или может представлять собой внешний разжижитель и может быть помещен на забое скважины после образования фильтрационной корки или введения агента, понижающего поглощение жидкости пластом.
Кроме того, условия на забое скважины, включая температуры, различаются в соответствии с глубиной и местоположением пласта. Авторы настоящего изобретения обнаружили, что может быть желательно подбирать особый состав системы-разжижителя в соответствии с температурами на забое скважины, ожидаемыми в зоне ствола скважины, требующей очистку. В одном варианте осуществления жидкость для удаления фильтрационной корки настоящего изобретения может быть оптимально использована при более низких температурах на забое скважины, колеблющихся в диапазоне от 65 до 150°Р в течение периода времени, эффективного для разложения полимеров, присутствующих в фильтрационной
- 5 018368 корке или в агенте, понижающем поглощение жидкости пластом. Дополнительно, еще один состав для удаления фильтрационной корки может быть оптимально использован при более высоких температурах на забое скважины, выше чем 150°Е. Кроме того, жидкости настоящего изобретения могут находиться в скважине в интервале времени от приблизительно 3,5 до приблизительно 48 ч или более в зависимости от режима эксплуатации скважины.
В одном варианте осуществления жидкость, содержащую полисахаридные полимеры и рНактивируемый окислительный разжижитель (инкапсулированный или неинкапсулированный) закачивают насосом в ствол скважины и таким образом получают фильтрационную корку, которая включает еще неактивированный окислительный разжижитель. Спустя некоторый период времени, когда может быть желательно удаление фильтрационной корки, тогда рН-активируемый окислительный разжижитель может быть активирован (либо посредством комбинации рН и температуры, либо посредством разложения любого инкапсулирующего материала с помощью сниженного рН), посредством чего заставляя среду на забое скважины становиться более кислотной посредством гидролиза источника кислоты замедленного действия. Вновь следует подчеркнуть, что это лишь один возможный механизм, по которому может происходить высвобождение окислителя в среде на забое скважины. Специалистам в данной области будет ясно, что другие факторы, или комбинация факторов, в действительности могут способствовать активированию окислителя. Способы, рассмотренные здесь, предназначены для иллюстрирования возможных механизмов, по которым может протекать активирование окислителя, и не предназначены для сужения объема изобретения, который определен в этом документе формулой изобретения.
Альтернативно, в том случае, когда разжижитель является активируемым, рН-активируемый окислительный разжижитель может быть введен в ствол скважины после образования фильтрационной корки, содержащей полисахаридные полимеры, или после размещения агента, понижающего поглощение жидкости пластом, содержащего полисахаридные полимеры. То есть после образования фильтрационной корки или сгущенного агента, понижающего поглощение жидкости пластом, спустя некоторый период времени в ствол скважины могут быть закачены рН-активируемый окислительный разжижитель и источник кислоты замедленного действия. рН-Компонент замедленного действия затем может быть подвергнут гидролизу с активированием окислительного разжижителя. Кроме того, в зависимости от выбора инженера-технолога окислительный разжижитель и источник кислоты замедленного действия могут быть закачены в ствол скважины одновременно в одной и той же жидкости или последовательно в различных жидкостях (в любом порядке). Дополнительно, в еще одном альтернативном варианте осуществления окислительный разжижитель и/или источник кислоты замедленного действия могут быть закачены насосом вместе с полимерами, которые, в конце концов, будут расщеплены. Однако, если источник кислоты замедленного действия находится внутри фильтрационной корки или агента, понижающего поглощение жидкости пластом, может быть желательно снизить загрузку источника кислоты или ассортимента источника кислоты замедленного действия с тем, чтобы исходный рН оставался высоким.
В одном иллюстративном варианте осуществления инкапсулированный (рН-разлагаемый) окислитель закачивают в ствол скважины с полисахаридными полимерами в первой скважинной жидкости (например, в буровой жидкости или в агенте, понижающем поглощение жидкости пластом). По мере того как некоторая часть жидкости проникает в пласт, образуется фильтрационная корка, содержащая полисахаридные полимеры и инкапсулированный окислитель. В тот момент, когда желательно разрушить образованную фильтрационную корку, в забой скважины закачивают насосом вторую скважинную жидкость, содержащую источник кислоты замедленного действия. При высвобождении кислоты с использованием источника кислоты замедленного действия происходит разложение инкапсулирующего материала, что инициирует активирование ранее инкапсулированного (неактивного) окислителя. Активированный окислитель затем может прореагировать с полисахаридными полимерами, образующими фильтрационную корку, что вызывает разложение фильтрационной корки. Если желательно, затем следующим шагом может быть прокачивание промывочной жидкости по циркуляционной схеме в стволе скважины для удаления разложенного материала фильтрационной корки.
В еще одном иллюстративном варианте осуществления в ствол скважины закачивают неинкапсулированный окислитель с полисахаридными полимерами в первой скважинной жидкости (например, в буровой жидкости или в агенте, понижающем поглощение жидкости пластом). По мере того как жидкость проникает в пласт, образуется фильтрационная корка, содержащая полисахаридные полимеры и неинкапсулированный окислитель. В тот момент, когда желательно разрушить образованную фильтрационную корку, на забой скважины закачивают вторую скважинную жидкость, содержащую источник кислоты замедленного действия. При высвобождении кислоты с использованием источника кислоты замедленного действия, происходит активирование неинкапсулированного окислителя таким образом, что активированный окислитель затем может прореагировать с полисахаридными полимерами, образующими фильтрационную корку, что вызывает разложение фильтрационной корки. Если желательно, затем следующим шагом может быть прокачивание промывочной жидкости по циркуляционной схеме в стволе скважины для удаления разложенного материала фильтрационной корки. Как описано выше, использование неинкапсулированного окислителя может быть ограничено условиями на забое скважины, при которых окислитель является иным образом не столь легко активируемым, как при других возможных ус
- 6 018368 ловиях. Например, при более низких температурах на забое скважины, то есть ниже чем 150°Е, преждевременное окисление полисахаридов (и, следовательно, разложение фильтрационной корки) имеет не столь большой риск, как при температурах выше чем 150°Е.
В еще одном дополнительном иллюстративном варианте осуществления в ствол скважины закачивают первую скважинную жидкость (например, буровую жидкость или агент, понижающий поглощение буровой жидкости пластом), содержащую полисахаридные полимеры. По мере того как жидкость проникает в пласт, образуется фильтрационная корка, содержащая полисахаридные полимеры. В тот момент, когда желательно разрушить образованную фильтрационную корку, в забой скважины закачивают вторую скважинную жидкость, содержащую инкапсулированный окислитель, после этого в забой скважины закачивают третью скважинную жидкость, содержащую источник кислоты замедленного действия. При высвобождении кислоты с использованием источника кислоты замедленного действия происходит разложение инкапсулирующего материала, что инициирует активирование ранее инкапсулированного окислителя. Активированный окислитель затем может прореагировать с полисахаридными полимерами, образующими фильтрационную корку, что вызывает разложение фильтрационной корки. Если желательно, затем следующим шагом может быть прокачивание промывочной жидкости по циркуляционной схеме в стволе скважины для удаления разложенного материала фильтрационной корки. Хотя этот вариант осуществления относится к последовательному закачиванию второй и третьей скважинных жидкостей, среднему специалисту в данной области будет ясно, что порядок закачивания может быть обратным, где за источником кислоты замедленного действия следует инкапсулированный окислитель.
В еще одном дополнительном иллюстративном варианте осуществления в ствол скважины закачивают первую скважинную жидкость (например, в буровой жидкости или в агенте, понижающем поглощение буровой жидкости пластом), содержащую полисахаридные полимеры. По мере того как некоторая часть жидкости проникает в пласт, образуется фильтрационная корка, содержащая полисахаридные полимеры. В тот момент, когда желательно разрушить образованную фильтрационную корку, в забой скважины закачивают вторую скважинную жидкость, содержащую неинкапсулированный окислитель, после этого в забой скважины закачивают третью скважинную жидкость, содержащую источник кислоты замедленного действия. При высвобождении кислоты с использованием источника кислоты замедленного действия происходит активирование неинкапсулированного окислителя таким образом, что активированный окислитель затем может прореагировать с полисахаридными полимерами, образующими фильтрационную корку, что вызывает разложение фильтрационной корки. Если желательно, затем следующим шагом может быть прокачивание промывочной жидкости по циркуляционной схеме в стволе скважины для удаления разложенного материала фильтрационной корки. Хотя этот вариант осуществления относится к последовательному закачиванию второй и третьей скважинных жидкостей, среднему специалисту в данной области будет ясно, что порядок закачивания может быть обратным, где за источником кислоты замедленного действия следует инкапсулированный окислитель. Кроме того, среднему специалисту в данной области также будет ясно, что в еще одном дополнительном варианте осуществления вторая и третья скважинные жидкости могут быть скомбинированы или исходно смешаны в состав в виде одной жидкости, посредством которой неинкапсулированный окислитель и источник кислоты замедленного действия могут быть одновременно закачены в ствол скважины.
Различные компоненты настоящего изобретения могут быть обеспечены в скважинных жидкостях, которые могут иметь водную жидкость в качестве жидкости-основы. Водная жидкость может включать по меньшей мере одну из следующих жидкостей: пресную воду, морскую воду, соляной раствор, смеси воды и водорастворимых органических соединений и смеси такового (вышеуказанного). Например, водная жидкость может быть смешана в составы со смесями желательных солей в пресной воде. Такие соли могут включать, например, хлориды, гидроксиды или карбоксилаты щелочных металлов, но не ограничиваются этим. В различных вариантах осуществления буровой жидкости, раскрытой в этом документе, соляной раствор может включать морскую воду, водные растворы, где концентрация соли ниже, чем концентрация соли в морской воде, или водные растворы, где концентрация соли выше, чем концентрация соли в морской воде. Соли, которые могут быть обнаружены в морской воде, включают соли хлориды, бромиды, карбонаты, йодиды, хлораты, броматы, формиаты, нитраты, фториды и оксиды натрия, кальция, серы, алюминия, магния, калия, стронция, кремния, лития и фосфора, но не ограничиваются этим. Соли, которые могут быть включены в соляной раствор, включают любую одну или более из солей, присутствующих в природной морской воде, или любые другие органические или неорганические растворяемые соли. Кроме того, соляные растворы, которые могут быть использованы в буровых жидкостях, раскрытых в этом документе, могут быть природными или синтетическими, где синтетические соляные растворы имеют тенденцию быть намного проще по составу. В одном варианте осуществления плотность буровой жидкости может быть отрегулирована посредством увеличения концентрации соли в соляном растворе (вплоть до насыщения). В конкретном варианте осуществления соляной раствор может включать галогенидные или карбоксилатные соли одно- или двухвалентных катионов металлов, таких как цезий, калий, кальций, цинк и/или натрий.
Для того чтобы создать возможность для активирования окислительного разжижителя настоящего изобретения, которое должно быть контролируемо инициировано посредством раскрытого в этом доку
- 7 018368 менте источника кислоты замедленного действия, а не для преждевременного активирования, скважинная жидкость, в которой обеспечивают окислительный разжижитель, может иметь щелочной рН, такой как рН, находящийся в диапазоне от 7 до приблизительно 12, в некоторых вариантах осуществления. Однако в вариантах осуществления, в которых окислительный разжижитель может требовать для инициирования еще более низкий рН, чем рН 7, среднему специалисту в данной области будет ясно, что необязательно может быть использована скважинная жидкость, имеющая рН менее чем 7, если рН скважинной жидкости является выше рН инициирования для конкретного окислительного разжижителя. Кроме того, среднему специалисту в данной области будет ясно, что рН скважинной жидкости может быть скорректирована способами, известными специалистам в данной области, включая добавление буферных растворов и/или оснований к жидкости. Такие основания включают гидроксид калия, гидроксид натрия, оксид магния, гидроксид кальция и оксид цинка.
Дополнительно, для того чтобы создать возможность для достаточного (и контролируемого) замедления высвобождения кислоты для инициирования активирования окислителя, скважинная жидкость, в которой обеспечивают источник кислоты замедленного действия, необязательно может содержать рНбуферный раствор в зависимости от способа, выбранного для конкретной буровой скважины.
Другие добавки, которые могут быть включены в некоторые из скважинных жидкостей, раскрытых в этом документе, включают, например, добавки-утяжелители, смачивающие вещества, загустители, агенты, понижающие поглощение жидкости пластом, поверхностно-активные вещества, диспергаторы, агенты, снижающие межфазное натяжение, рН-буферные растворы, взаиморастворимые жидкости, агенты, понижающие вязкости, добавки для снижения вязкости и чистящие добавки. Добавление таких веществ должно быть хорошо известно среднему специалисту в области составления скважинных жидкостей и буровых растворов.
Примеры
Различные образцы жидкостей составляют в виде смесей и подвергают испытаниям на снижение вязкости для того, чтобы испытать эффективность систем-разжижителей настоящего изобретения в разложении фильтрационных корок в моделированных скважинных условиях. РЬО-У18™ РЬи8, ксантановая камедь, РЬО-ТКОЬ®, производное крахмала, ЕСР-683, инкапсулированный пероксид магния, ЕСР974, гидролизуемый сложный эфир муравьиной кислоты и 8ЛЕЕ-СЛКВ®, карбонат кальция, все это доступно в компании М-Ι ЕЕС (Нои81оп, Техаз). ТНЕКМО8ЛЬТ™ представляет собой термостабилизирующий реагент для полимеров, доступный в компании ТВС-Вппабб (Нои81оп, Техаз). Составы жидкостей показаны ниже в табл. 1.
Таблица 1
Продукт Единицы 1 2
Водопроводная вода Мл/г 165 165
11,6 СаС12 г 230 230
Επο-νΐ3™ рьиз г 1,5 0,75
КОН рН=9 г 2 2
Мадох г X 1
ЕЬОТКОЬ™ г 8 6
ЕСЕ-683 г 1 1
ЬиЬе-167 (1% объем/объем) г 4 4
ЗАКЕ-САКВ™ 20 г 2 2
ЗАЕЕ-САКВ™ 40 г 24 26
ЗАЕЕ-САКВ™ 250 г 4 2
ЗАЕЕ-ЗСАУ® СА г 0,4 X
Период состаривания ЧАСЫ 16 16
ТЕМПЕРАТУРА °Е 155 155
Динамическое/Статическое Д/С Д Д
Фильтрационные корки, выполненные из вышеупомянутых скважинных жидкостей, подвергают модифицированному испытанию по фильтрации при высоких температуре и давлении (НТНР). В испытании по фильтрации при высоких температуре и давлении используют НТНР-ячейку, оснащенную фриттованным диском в виде пористой среды, на котором накапливается фильтрационная корка. В этом примере фильтрационные корки накапливаются на 35-микронных дисках. Это испытание выполняют при 155°Р с использованием перепада по отношению к атмосферному давлению 100 фунт на дюйм2 (рз1). Выходящий поток собирают так, как показано в табл. 2.
- 8 018368
Таблица 2
Испытание на снижение вязкости
Температура °Е 155 155
ΔΡ Ρδί 100 100
Размеры Микроны 35 35
фильтровального
диска
Мгновенная Мл 8,2 6,2
фильтрация
1 мин Мл 8,6 6,8
4 мин Мл 9, 5 8,3
9 мин Мл 10,8 9,2
16 мин Мл 11, 6 11,0
2 5 мин Мл 12,8 12,8
30 мин Мл 13,2 13,0
4 часа Мл 21,0 -
Несколько испытаний на снижение вязкости проводят для моделирования очистки скважины от остаточных фильтрационных корок, образованных из жидкостей, представленных в табл. 1. Фильтрационные корки, образованные во время испытания по поглощению жидкости, в табл. 2 используют для моделирований очистки. Образованные фильтрационные корки обладают внутренним разжижителем, так что в том случае, когда этот компонент приводят в контакт посредством жидкости-разжижителя с низким рН (то есть менее чем 5), это твердое вещество реагирует с образованием сравнительно мягкого окислителя. Общий результат составляет эффект точечной пористости в остаточной фильтрационной корке. Результаты этого испытания показаны в виде остаточной фильтрационной корки до применения, после пропитывания предшественником кислоты в течение заданного периода времени и после смоделированного притока в ствол скважины. Жидкость-разжижитель и результаты показаны в табл. 3 ниже.
! 1
Жидкость-Ра
Пресная вода Мл/г
11,6 СаС12 Г
КОН Г
ЕСГ-974 (25% Мл/г
объем/объем)
ЕСМВЕ (5% объем/объем) Мл/ г
Плотность
рН
Время впитывания Час
Испытание на снм
рН (Выходящий поток)
Прорыв
Общее время пропитывания
Испытание скважины в
Давление Фунтов на квадратный дюйм
Исходный приток 200 мл 3% КС1 Сек
Конечный приток 200 мл 3% КС1 Сек
Возврат в приток %
Таблица 3
1 1 1 ( 2 .
гзжижитель
40,67 40,67
258,16 258,16
0,05 0,05
101 101
17 17
10,7 10,7
1,7 1,7
21 68
жжение вязкости
1, 72 1,2
2 мл 30 мин 2 мл 3 0 мин
21 60
га возврат в приток
10 10
11,45 12
16 14,82
71,56 80, 97
Пример 2.
Два образца жидкостей (второй имеет сниженное количество биополимера) составляют в виде смесей и отслеживают их реологические свойства для того, чтобы испытать эффективность системразжижителей настоящего изобретения в разложении фильтрационных корок и/или агентов, понижающих поглощение жидкости пластом. ЕЕО-У18™ РЬи8, ксантановая камедь, ΌυΑΕ-ΕΕΟ®, модифицированное производное крахмала, ΕΜΙ-530, триэтаноламин, 8АЕЕ-ВКЕЛК™ МР, инкапсулированный окислительный разжижитель и 8АЕЕ-САКВ®, карбонат кальция, все это доступно в компании М-Ι ЕЕС (Ноиз!оп, Техаз). Х-46, гранулированный пероксид кальция, ЕиВЕТЕХ™, смазочное вещество, доступны в компании ТВС-Вгшадд (Ноиз!оп, Техаз). Составы жидкостей показаны ниже в табл. 4.
- 9 018368
Таблица 4
исходные свойства и свойства после состаривания в результате последующего нагревания (статическое состаривание при 150°Т в течение 16 ч). Свойства после состаривания в результате последующего нагревания описывают для того, чтобы определить, нарушаются ли реологические свойства жидкости под действием внутренних окислительных разжижителей, Х-46 и 8ЛЕЕ-ВКЕЛК™ МР. Результаты по базовой линии показаны в табл. 5А-С.
Таблица 5А
Жидкости 1 и 4
Исх. Состаривание в результате пост-нагревания Исх. Состаривание в результате
пост-наг зевания
Жидкость 1 1 1 1 1 1 1 4 4 1 4 4 1 4
Продолжительность - 16 40 64 88 - 16 40 64 88
Реологические свойства, измеренные посредством реомет ра Фанна
600 оборотов в минуту 190 192 191 191 191 110 108 121 146 150
300 оборотов в минуту 132 140 139 140 139 80 78 101 113 110
200 оборотов в минуту 111 116 118 118 119 65 65 82 93 93
100 оборотов в минуту 82 87 88 90 89 47 48 61 68 71
6 оборотов в минуту 30 30 32 33 34 15 16 22 24 25
3 оборотов в минуту 24 24 25 26 27 12 13 17 19 20
10'' (фунтов/100 футов2) 22 23 23 24 26 12 13 16 17 17
10' (фунтов/100 футов2) 26 28 28 28 30 23 22 21 20 20
Кажущаяся вязкость (сП) 95 96 95,5 95,5 95,5 55 54 60,5 73 75
Пластическая вязкость (сП) 58 52 52 51 52 30 30 20 33 40
Предельное динамическое 74 88 87 89 87 50 48 81 80 70
напряжение сдвига
(фунты/100 футов2)
Вязкость при низких скоростях сдвига (0,0636 сек1)
1 мин 67486 41191 41491 34395 30091 23195 29094 28594 19792 11797
2 мин 85582 43791 41491 35292 29991 32093 35292 33893 21795 12597
3 мин 88281 43791 41791 35392 28991 33093 36492 34593 23995 12597
Эквивалентная плотность 10,65 10, 65 10,65 10,65 10, 65 10,65 10,65 10, 65 10,65 10, 65
бурового раствора
рН 7 7 6,86 6, 77 6, 68 7,25 7,21 7,17 7,11 6, 94
Таблица 5В
Жидкости 2 и 5
Исх. Состаривание в результате пост-нагревания Исх. Состаривание в результате пост-нагревания
Жидкость 2 2 2 2 2 5 5 5 5 5
Продолжительность - 16 40 64 88 - 16 40 64 88
Реологические свойства, . измеренные посредством реометра Фанна
600 оборотов в минуту 145 54 33 29 25 120 24 20 20 12
300 оборотов в минуту 107 31 18 16 13 86 13 10 10 7
200 оборотов в минуту 90 12 13 12 10 72 10 7 7 5
100 оборотов в минуту 69 13 7 7 5 53 6 5 3 3
6 оборотов в минуту 27 1 1 1 1 18 2 0 2 1
3 оборотов в минуту 23 1 1 1 1 14 1 0 1 0
10’’ (фунтов/100 футов2) 25 1 1 1 1 15 1 0 1 0
10' (фунтов/100 футов2) 45 1 3 1 1 32 1 1 2 0
Кажущаяся вязкость (сП) 72,5 27 16,5 14,5 12,5 60 12 10 10 6
Пластическая вязкость (сП) 38 23 15 13 12 34 11 10 10 5
Предельное динамическое 69 8 3 3 1 52 2 0 0 2
напряжение сдвига (фунты/100 футов2)
Вязкость при низких скоростях сдвига (0, 0636 сек У
1 мин 58987 - - - - 35692 299 899, 9 - 100
2 мин 95480 - - - - 45890 200 999, 8 - 200
3 мин - - - - - 46290 100 1200 - 200
Эквивалентная плотность 10, 65 10,65 10,65 10, 65 10, 65 10,65 10, 65 10, 65 10,65 10, 65
бурового раствора
рН 7,11 7,76 8,29 8,33 8,41 7,63 ί 3,42 8,31 8,58 8,39
- 10 018368
Жидкости 3 и 6
300 оборотов в минуту
Предельное динамическое
73199
75899
100 оборотов в минуту оборотов в минуту оборотов в минуту (фунтов/10Офутов)
10' (фунтов/100футовг)
Кажущаяся вязкость (сП)
Таблица 5С
Исх. Состаривание в результате пост-нагревания Исх. Состаривание в результате пост-нагревания
Жидкость 3 3 3 3 3 6 6 6 6 6
Продолжительность - 16 40 64 88 - 16 40 64 88
Реологические свойства, измеренные посредством реометра Фанна
600 оборотов в минуту 1 195 205 186 190 | 192 | 110 1 93 1 85 | 98 100
К каждой из жидкостей 1-3 и к каждой из жидкостей 4-6 добавляют ЕСР-974 и уксусную кислоту соответственно для того, чтобы понизить рН жидкости до значения рН, равного 4. Для того чтобы оценить влияние кислот на разжижение (понижение вязкости) полимеров, измеряют свойства после состаривания в результате последующего нагревания (статическое состаривание при 150°Р в течение 16 ч). Результаты показаны в табл. 6А-С.
Таблица 6А
Исх. Состаривание в результате пост-нагревания Исх. Состаривание в результате пост-нагревания
Жидкость 1 1 1 1 1 4 4 4 4 4
Продолжительность - 16 40 64 88 - 16 40 64 88
Реологические свойства, измеренные посредством реометра Фанна
600 оборотов в минуту 106 95 86 80 112 107 113 116 125
300 оборотов в минуту 73 66 60 58 80 76 82 84 90
200 оборотов в минуту 59 53 49 43 66 63 68 70 75
100 оборотов в минуту 42 38 35 30 48 46 50 52 55
6 оборотов в минуту 12 12 12 9 16 16 18 18 20
3 оборотов в минуту 8 9 9 7 12 13 14 14 15
10'' (фунтов/100 футов2) 10 10 11 10 13 15 12 14 14
10' (фунтов/100 футов2) 12 11 11 11 31 27 26 22 23
Кажущаяся вязкость (сП) 53 47,5 43 40 56 53, 5 56, 5 58 62,5
Пластическая вязкость (сП) 33 29 26 22 32 31 31 32 35
Предельное динамическое напряжение сдвига (фунты/100 футов2) 40 37 34 36 48 45 51 52 55
Вязкость п зи низких скоростях сдвига (0,0636 сек-1)
1 мин - 11698 8898 9798 10021 31393 2495 24495 26894 20096
2 мин - 12297 9498 9998 10121 46290 34293 28394 30294 22596
3 мин - 12597 9898 10098 10000 48790 35293 28794 31593 22895
Эквивалентная плотность бурового раствора 10, 65 10, 69 10, 69 10,69 10,69 10,65 10, 69 10,69 10, 69 10,69
рн 3 1,26 1,19 1, 17 1/1 4,12 4,22 4,46 4,57 4,62
Таблица 6В
Исх. Состаривание в результате пост-нагревания Исх. Состаривание в результате пост-нагревания
Жидкость 2 2 2 1 2 2 5 5 5 1 5 1 5
Продолжительность - 16 40 64 88 - 16 40 1 64 1 88
Реологические свойства, , измеренные посредством реометра Фанна
600 оборотов в минуту 166 15057 158 160 109 78 75 75 59
300 оборотов в минуту 116 11180 110 112 84 54 50 52 38
200 оборотов в минуту 94 90 90 93 68 44 39 42 30
100 оборотов в минуту 68 65 66 70 50 30 27 29 20
6 оборотов в минуту 22 21 22 28 18 7 6 5 3
3 оборотов в минуту 17 17 17 20 15 5 3 4 2
10'' (фунтов/100 футов2) 16 18 16 15 15 6 3 4 2
10' (фунтов/100 футов2) 22 22 21 23 29 6 4 6 3
Кажущаяся вязкость (сП) 83 78,5 79 80 54,5 39 37,5 37,5 29, 5
Пластическая вязкость (сП) 50 47 48 48 25 24 25 23 21
Предельное динамическое напряжение сдвига (фунты/100 футов2) 66 63 62 64 59 30 25 29 17
1 мин - 23694 28194 25195 22758 37192 499 299,9 200 699
2 мин - 29294 30394 27794 23798 51089 1300 299, 9 399,9 599,8
3 мин - 30593 31193 29894 25891 52989 1400 299, 9 799, 9 599,8
Эквивалентная плотность бурового раствора 10, 69 10, 69 10, 69 10, 69 10, 69 10, 69 10, 69 10, 69 10, 69 10, 69
рН 3, 5 3, 48 3,54 3,78 4,22 5, 6 5,32 7,63 7,54 7,65
- 11 018368
Таблица 6С
Исх. Состаривание в результате пост-нагревания Исх. Состаривание в результате пост-нагревания
Жидкость 3 3 3 3 3 6 6 6 6 6
Продолжительность - 16 40 64 88 - 16 40 64 88
Реологические свойства , измеренные посредством 4 реометра Фанна
600 оборотов в минуту 140 146 129 122 102 100 97 110 79
300 оборотов в минуту 100 104 91 85 74 70 69 78 57
200 оборотов в минуту 82 85 76 68 62 59 57 64 47
100 оборотов в минуту 60 61 55 43 45 42 41 46 35
6 оборотов в минуту 17 17 15 10 15 12 12 13 10
3 оборота в минуту 12 12 10 8 12 9 10 10 7
10'' (фунтов/100 футов2) 12 12 10 7 13 9 8 10 6
10' (фунтов/100 футов2) 16 15 12 10 22 15 11 12 8
Кажущаяся вязкость (сП) 70 73 64,5 61 51 5- 48,5 55 39,5
Пластическая вязкость (сП) 40 42 38 37 28 30 28 32 22
Предельное динамическое 60 62 53 48 46 40 41 46 35
напряжение сдвига
(фунты/100 футов2)
Вязкость при низких скоростях сдвига (0, 0636 сек 2)
1 мин - |17796 | 15897 13497 10497 32393 13097 29894 17796 21195
2 мин 18696 16496 14697 11697 44590 17396 35392 20196 24095
3 мин - 19098 16596 15297 12297 49589 18796 36692 23295 24395
Эквивалентная плотность 10, 69 10, 69 10, 69 10, 69 10, 69 10, 69 10, 69 10, 69 10, 69 10, 69
бурового раствора
рН 4 4,51 4,64 4,8 5, 31 5, 37 7,26 7,22 7,42 7,27
Преимущественно варианты осуществления настоящего изобретения предусматривают контролируемое удаление фильтрационной корки или агента, понижающего поглощение жидкости пластом, и контролируемую очистку от фильтрационной корки или агента, понижающего поглощение жидкости пластом, образованных во время операций бурения или заканчивания скважины посредством использования источника кислоты замедленного действия. Кроме того, вследствие того, что источник кислоты замедленного действия, который должен быть использован, вырабатывает кислоту медленно ΐη зйи, рН никогда не является столь низким, как мог бы быть в случае, если в призабойную зону закачивают водный раствор кислоты, в связи с чем снижаются возможные ущерб, наносимый пласту, трудозатраты и т.д. Дополнительно, поскольку активирование окислительного разжижителя (и разжижение (понижение вязкости) полимеров) инициируют посредством источника кислоты замедленного действия, то может быть достигнут больший контроль за разрывом пласта и за удалением/очисткой (от) фильтрационных корок и агентов, понижающих поглощение жидкости пластом по сравнению с традиционными системами-разжижителями.
Хотя изобретение описано в отношении ограниченного ряда вариантов осуществления, специалистам в данной области, владеющим преимуществом этого изобретения, будет ясно, что могут быть разработаны другие варианты осуществления, которые не будут выходить за пределы объема изобретения, которое раскрыто в этом документе. В соответствии с этим объем этого изобретения должен быть ограничен только прилагаемой формулой изобретения.

Claims (14)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ введения и удаления из ствола скважины фильтрационной корки, содержащей внутренний разжижитель, включающий закачивание насосом первой скважинной жидкости, содержащей разлагаемый под действием окисления полимер, в ствол скважины через подземный пласт для образования фильтрационной корки;
    закачивание второй скважинной жидкости, содержащей инкапсулированный полимером рНактивируемый окислительный разжижитель, в ствол скважины;
    закачивание третьей скважинной жидкости, содержащей источник кислоты замедленного действия, содержащий гидролизуемый сложный эфир карбоновой кислоты, в ствол скважины и обеспечение возможности источнику кислоты замедленного действия подкислить по меньшей мере часть рабочей среды в стволе скважины до рН менее 7, чтобы активировать инкапсулированный полимером рН-активируемый окислительный разжижитель при более низком рН и разложить разлагаемый под действием окисления полимер, содержащийся в фильтрационной корке, причем первую и вторую скважинные жидкости закачивают в виде одной жидкости и обеспечивают возможность первой и второй скважинным жидкостям образовать фильтрационную корку, содержащую разлагаемый под действием окисления полимер и рН-активируемый окислительный разжижитель, при этом закачивание третьей скважинной жидкости выполняют спустя некоторый период времени после закачивания первой и второй скважинных жидкостей, когда желательно удалить фильтрационную корку; или вторую и третью скважинные жидкости закачивают в виде одной жидкости и обеспечивают некоторую фильтрацию первой скважинной жидкости в подземный пласт с получением фильтрационной
    - 12 018368 корки, содержащей разлагаемый под действием окисления полимер, и закачивание жидкости, содержащей вторую и третью скважинные жидкости, выполняют спустя некоторый период времени после закачивания первой скважинной жидкости, когда желательно удалить фильтрационную корку.
  2. 2. Способ по п.1, где инкапсулированный полимером рН-активируемый окислительный разжижитель инкапсулируют посредством растворимого в кишечнике полимера, представляющего собой сополимер, состоящий из мономеров, выбранных их акриловой кислоты, акриламида, метакриловой кислоты, этилакрилата, метилакрилата и их комбинации.
  3. 3. Способ по п.1, где третья скважинная жидкость содержит рН-буферный раствор.
  4. 4. Способ по п.1, где источник кислоты замедленного действия подкисляет по меньшей мере часть рабочей среды в стволе скважины до рН менее 5, чтобы активировать рН-активируемый окислительный разжижитель при более низком рН и разложить разлагаемый под действием окисления полимер.
  5. 5. Способ по п.1, дополнительно включающий некоторую фильтрацию первой скважинной жидкости в подземный пласт с получением фильтрационной корки, содержащей разлагаемый под действием окисления полимер.
  6. 6. Способ по п.5, где температура рабочей среды в стволе скважины составляет выше чем 150°Е (66,5°С).
  7. 7. Способ по п.1, где температура рабочей среды в стволе скважины составляет не выше чем 150°Е (66,5°С).
  8. 8. Способ по п.1, где разлагаемый под действием окисления полимер и рН-активируемый окислительный разжижитель закачивают вместе и обеспечивают образование фильтрационной корки, содержащей разлагаемый под действием окисления полимер и рН-активируемый окислительный разжижитель.
  9. 9. Способ введения и удаления из ствола скважины фильтрационной корки, включающий закачивание насосом первой скважинной жидкости, содержащей разлагаемые под действием окисления полимеры и инкапсулированный полимером рН-активируемый окислительный разжижитель, в ствол скважины через подземный пласт;
    обеспечение некоторой фильтрации первой скважинной жидкости в подземный пласт с получением фильтрационной корки, содержащей разлагаемые под действием окисления полимеры и инкапсулированный полимером рН-активируемый окислительный разжижитель;
    закачивание насосом второй скважинной жидкости, содержащей источник кислоты замедленного действия, в ствол скважины, причем источник кислоты замедленного действия содержит гидролизуемый сложный эфир карбоновой кислоты;
    обеспечение возможности источнику кислоты замедленного действия подкислить вторую скважинную жидкость до рН менее 7;
    обеспечение возможности второй скважинной жидкости, имеющей рН менее 7, проконтактировать с фильтрационной коркой с тем, чтобы понизить рН фильтрационной корки; и обеспечение возможности инкапсулированному полимером рН-активируемому окислительному разжижителю активироваться при более низком рН и разложить разлагаемые под действием окисления полимеры, причем закачивание второй скважинной жидкости происходит спустя некоторый период времени, когда желательно удалить фильтрационную корку.
  10. 10. Способ по п.9, где инкапсулированный полимером рН-активируемый окислительный разжижитель инкапсулируют посредством растворимого в кишечнике полимера, представляющего собой сополимер, состоящий из мономеров, выбранных из акриловой кислоты, акриламида, метакриловой кислоты, этилакрилата, метилакрилата и их комбинации.
  11. 11. Способ по п.9, где вторая скважинная жидкость содержит рН-буферный раствор.
  12. 12. Способ по п.9, где источник кислоты замедленного действия подкисляет по меньшей мере часть рабочей среды в стволе скважины до рН менее 5, чтобы активировать рН-активируемый окислительный разжижитель при более низком рН и разложить разлагаемые под действием окисления полимеры.
  13. 13. Способ по п.10, где температура рабочей среды в стволе скважины составляет выше чем 150°Е (66,5°С).
  14. 14. Способ по п.10, где температура рабочей среды в стволе скважины составляет не выше чем 150°Е (66,5°С).
    Евразийская патентная организация, ЕАПВ
    Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
EA201070230A 2007-08-03 2008-07-31 Способ введения и удаления из ствола скважины фильтрационной корки EA018368B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US95379507P 2007-08-03 2007-08-03
PCT/US2008/071740 WO2009020829A1 (en) 2007-08-03 2008-07-31 Delayed breaker

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201070230A1 EA201070230A1 (ru) 2010-06-30
EA018368B1 true EA018368B1 (ru) 2013-07-30

Family

ID=40341652

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201070230A EA018368B1 (ru) 2007-08-03 2008-07-31 Способ введения и удаления из ствола скважины фильтрационной корки

Country Status (10)

Country Link
US (1) US8387696B2 (ru)
EP (1) EP2185792B1 (ru)
AR (2) AR067805A1 (ru)
AU (1) AU2008284101B2 (ru)
BR (1) BRPI0815074A2 (ru)
CA (1) CA2694970C (ru)
EA (1) EA018368B1 (ru)
MX (1) MX348803B (ru)
NO (1) NO2185792T3 (ru)
WO (1) WO2009020829A1 (ru)

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
MY160287A (en) 2009-03-18 2017-02-28 M-I L L C Well treatment fluid
WO2012116032A1 (en) 2011-02-22 2012-08-30 M-I L.L.C. Chelate compositions and methods and fluids for use in oilfield operations
WO2013002755A1 (en) * 2011-06-27 2013-01-03 M-I L.L.C. Breaker fluids for wellbore fluids and methods of use
WO2013155061A1 (en) 2012-04-09 2013-10-17 M-I L.L.C. Triggered heating of wellbore fluids by carbon nanomaterials
US9803130B2 (en) * 2012-10-25 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation Methods of activating enzyme breakers
US9399729B2 (en) 2013-04-04 2016-07-26 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing materials and methods of making and using same
MX2016004392A (es) 2013-11-07 2016-07-05 Halliburton Energy Services Inc Sistema de doble agente de ruptura para reducir daño a la formacion durante la fracturacion.
US10047269B2 (en) * 2014-09-18 2018-08-14 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising finger millet and methods of use
US10308860B2 (en) * 2015-06-15 2019-06-04 Ethical Solutions Llc Compositions and methods for filter cake removal
US20190119552A1 (en) * 2015-11-02 2019-04-25 The Board Of Regents Of The University Of Texas Sytem Acid soluble diverting agents for refracturing applications
WO2017131704A1 (en) * 2016-01-28 2017-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. New clean gravel pack fluid composition and method for sand control applications
WO2017142836A1 (en) * 2016-02-15 2017-08-24 Shell Oil Company Pill breakers comprising thermally generated acids

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5437331A (en) * 1994-08-24 1995-08-01 The Western Company Of North America Method for fracturing subterranean formations using controlled release breakers and compositions useful therein
US5813468A (en) * 1996-12-26 1998-09-29 Abb Vetco Gray Inc. Dual casing hanger
US6818594B1 (en) * 1999-11-12 2004-11-16 M-I L.L.C. Method for the triggered release of polymer-degrading agents for oil field use
US6986391B2 (en) * 2002-11-26 2006-01-17 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fracturing subterranean zones penetrated by well bores and fracturing fluids therefor

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3785438A (en) 1972-02-24 1974-01-15 Chem Additives Co Methods for minimizing fluid loss of wellbore fluids
US3872018A (en) 1972-11-15 1975-03-18 Oil Base Water loss additive for sea water mud comprising an alkaline earth oxide or hydroxide, starch and polyvinyl alcohol
US4561985A (en) 1982-06-28 1985-12-31 Union Carbide Corporation Hec-bentonite compatible blends
US5226479A (en) * 1992-01-09 1993-07-13 The Western Company Of North America Fracturing fluid having a delayed enzyme breaker
US5238065A (en) * 1992-07-13 1993-08-24 Texas United Chemical Corporation Process and composition to enhance removal of polymer-containing filter cakes from wellbores
GB9308884D0 (en) * 1993-04-29 1993-06-16 Archaeus Tech Group Acidising oil reservoirs
US5607905A (en) * 1994-03-15 1997-03-04 Texas United Chemical Company, Llc. Well drilling and servicing fluids which deposit an easily removable filter cake
GB9411269D0 (en) * 1994-06-06 1994-07-27 Archaeus Tech Group Delayed acid for gel breaking
GB9906484D0 (en) * 1999-03-19 1999-05-12 Cleansorb Ltd Method for treatment of underground reservoirs
GB9915354D0 (en) * 1999-07-02 1999-09-01 Cleansorb Ltd Method for treatment of underground reservoirs
US6861394B2 (en) 2001-12-19 2005-03-01 M-I L.L.C. Internal breaker
US6877563B2 (en) * 2003-01-21 2005-04-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of drilling and completing well bores
US7115546B2 (en) * 2003-01-31 2006-10-03 Bj Services Company Acid diverting system containing quaternary amine
US7195068B2 (en) * 2003-12-15 2007-03-27 Halliburton Energy Services, Inc. Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations
GB2412389A (en) * 2004-03-27 2005-09-28 Cleansorb Ltd Process for treating underground formations
GB2412391A (en) 2004-03-27 2005-09-28 Cleansorb Ltd Process for disruption of filter cakes
US20050261138A1 (en) * 2004-05-20 2005-11-24 Robb Ian D Viscosified treatment fluids comprising scleroglucan or diutan and associated methods
US7337839B2 (en) * 2005-06-10 2008-03-04 Schlumberger Technology Corporation Fluid loss additive for enhanced fracture clean-up
CA2570953C (en) 2006-12-12 2014-11-25 Trican Well Service Ltd. Fracturing fluid and method for fracturing subterranean formations

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5437331A (en) * 1994-08-24 1995-08-01 The Western Company Of North America Method for fracturing subterranean formations using controlled release breakers and compositions useful therein
US5813468A (en) * 1996-12-26 1998-09-29 Abb Vetco Gray Inc. Dual casing hanger
US6818594B1 (en) * 1999-11-12 2004-11-16 M-I L.L.C. Method for the triggered release of polymer-degrading agents for oil field use
US6986391B2 (en) * 2002-11-26 2006-01-17 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fracturing subterranean zones penetrated by well bores and fracturing fluids therefor

Also Published As

Publication number Publication date
WO2009020829A1 (en) 2009-02-12
MX348803B (es) 2017-06-28
EA201070230A1 (ru) 2010-06-30
EP2185792A1 (en) 2010-05-19
US20100270017A1 (en) 2010-10-28
CA2694970C (en) 2013-09-24
AU2008284101B2 (en) 2012-07-05
BRPI0815074A2 (pt) 2015-02-03
AR067805A1 (es) 2009-10-21
US8387696B2 (en) 2013-03-05
AR093860A2 (es) 2015-06-24
NO2185792T3 (ru) 2018-06-16
MX2010001161A (es) 2010-03-29
EP2185792B1 (en) 2018-01-17
AU2008284101A1 (en) 2009-02-12
EP2185792A4 (en) 2011-05-04
CA2694970A1 (en) 2009-02-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA018368B1 (ru) Способ введения и удаления из ствола скважины фильтрационной корки
CA2560938C (en) Process for treating underground formations
US6886635B2 (en) Filter cake removal fluid and method
AU2010226842B2 (en) Well treatment fluid
EP2799513B1 (en) Methods of degrading filter cakes in subterranean formations
US20050161219A1 (en) Filter cake removal fluid
EP2840126A1 (en) In-situ filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean formations
NO338089B1 (no) Fremgangsmåter omfattende tilsetning av peroksidnedbrytbare polymerer til et borehullsfluid, samt borehullsfluidet omfattende en peroksidnedbrytbar polymer
GB2448840A (en) Drilling fluid having a bridging agent and solid hydrolysable solid polymers
CA2858425A1 (en) Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent
AU2011372058A1 (en) Breaker fluids for wellbore fluids and methods of use
WO2013181490A1 (en) Surface active additives for oil-based mud filter cake breakers
CA2652042C (en) Energized fluid for generating self-cleaning filter cake
US20060135372A1 (en) Controlled degradation of filtercakes and other downhole compositions
US11820934B2 (en) Microsphere compositions and methods for production in oil-based drilling fluids
GB2449021A (en) Protecting screens using a polymer
US20100132951A1 (en) Controlled De-functionalization of Filtercakes and Other Downhole Compositions
AU2017390623A1 (en) Breaker fluids and methods of use thereof

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ KZ RU